BỘ CÔNG THƯƠNG

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

Số: 30/2026/TT-BCT

Hà Nội, ngày 10 tháng 6 năm 2026

BỘ CÔNG THƯƠNG

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

Số: 30/2026/TT-BCT

Hà Nội, ngày 10 tháng 6 năm 2026

BỘ CÔNG THƯƠNG

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

Số: 30/2026/TT-BCT

Hà Nội, ngày 10 tháng 6 năm 2026

THÔNG TƯ

Quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện

nhà máy điện đầu tư theo hình thức xây dựng - kinh doanh - chuyển giao

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15;

Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 02 năm 2025 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy điện đầu tư theo hình thức xây dựng - kinh doanh - chuyển giao.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này hướng dẫn chi tiết khoản 3 Điều 12, điểm g khoản 1 và điểm b khoản 8 Điều 51 của Luật Điện lực số 61/2024/QH15 về nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy điện đầu tư theo hình thức xây dựng - kinh doanh - chuyển giao (BOT).

2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:

a) Các cơ quan, tổ chức, cá nhân sở hữu nhà máy điện BOT phù hợp Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 và chưa ký kết hợp đồng mua bán điện;

b) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

c) Các tổ chức, cá nhân có liên quan.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán điện là đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện BOT.

2. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền).

3. Công suất hợp đồng là công suất lắp đặt quy đổi về điểm giao nhận điện phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện giữa bên bán điên và bên mua điện.

4. Công suất tin cậy là công suất quy về điểm giao nhận điện được xác định theo phương pháp thử nghiệm công suất tin cậy hàng năm được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, thống nhất quy định trong hợp đồng mua bán điện.

5. Chi phí bồi thường ấn định trước là khoản tiền mà bên vi phạm phải trả cho bên bị vi phạm trong các trường hợp cụ thể được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

6. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng bên bán điện giao cho bên mua điện.

7. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện BOT.

8. Hợp đồng mua bán nhiên liệu là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

9. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

10. Năm cơ sở là năm tổng mức đầu tư được phê duyệt sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện.

11. Suất tiêu hao nhiệt tinh là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận điện (BTU/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kCal/kWh).

Chương II

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN NHÀ MÁY ĐIỆN BOT

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện

1. Giá dịch vụ phát điện của nhà máy điện BOT được xây dựng trên cơ sở:

a) Các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ của chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án.

b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

2. Giá dịch vụ phát điện của nhà máy điện BOT gồm các thành phần sau:

a) Giá công suất (đồng/kW) bao gồm giá cố định bình quân và giá vận hành và bảo dưỡng cố định, được xây dựng theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 4 Thông tư này;

b) Giá điện năng (đồng/kWh) bao gồm giá nhiên liệu biến đổi và giá vận hành bảo dưỡng biến đổi, được xây dựng theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 4 Thông tư này.

3. Việc định giá dịch vụ phát điện bằng ngoại tệ (nếu có) phải tuân thủ quy định của pháp luật về quản lý ngoại hối. Bên bán điện và bên mua điện được thực hiện sau khi có văn bản chấp thuận của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

4. Giá dịch vụ phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá hợp đồng mua bán điện).

5. Giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở.

a) Giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở (PC) (đồng/kWh) không vượt quá khung giá phát điện loại hình nhà máy điện BOT do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành tại năm cơ sở, trong đó giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện, như sau:

Trong đó:

PCS:

Giá công suất (đồng/kW) quy định tại khoản 1 Điều 4 Thông tư này;

Tmax:

PĐN:

Số giờ vận hành công suất cực đại của nhà máy điện;

Giá điện năng năm cơ sở (đồng/kWh) quy định tại khoản 2 Điều 4 Thông tư này.

b) Trường hợp năm cơ sở không có khung giá phát điện, giá dịch vụ phát điện được tính toán quy đổi các thành phần chi phí tương ứng để so với khung giá phát điện gần nhất sau năm cơ sở.

Điều 4. Phương pháp xác định giá công suất, giá điện năng năm cơ sở

1. Giá công suất năm cơ sở PCS (đồng/kW) được xác định theo công thức như sau:

Trong đó:

FC:

Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kW);

FOMCb:

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kW);

2. Giá điện năng năm cơ sở (PĐN) được xác định như sau:

PĐN = PBĐ + VOMCb

Trong đó:

PBĐ:

Giá nhiên liệu biến đổi năm cơ sở được xác định theo Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh)

VOMCb:

Giá vận hành và bảo dưỡng biến đổi năm cơ sở được xác định theo Điều 8 Thông tư này (đồng/kWh).

3. Giá nhiên liệu biến đổi năm cơ sở (PBĐ) được xác định như sau:

Trong đó:

:

Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

:

Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

:

Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).

4. Giá vận hành bảo dưỡng biến đổi năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.

5. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận bảo đảm không tính trùng trong tổng mức đầu tư dự án đưa vào tính toán giá điện.

Điều 5. Phương pháp xây dựng giá cố định bình quân

1. Giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định trên cơ sở giá cố định từng năm (FCj) của nhà máy điện theo phân tích tài chính của dự án theo Biểu mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này. Các thông số đầu vào để xây dựng FC, FCj được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán FC

a) Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư của dự án tại Quyết định phê duyệt dự án, Báo cáo nghiên cứu khả thi được thẩm định theo quy định của pháp luật về đầu tư theo phương thức đối tác công tư, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của bên bán điện tính đến điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục: nhà máy điện; cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, chi phí đầu tư lưới điện từ nhà máy điện đến điểm đấu nối, các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);

b) Đời sống kinh tế của nhà máy điện phù hợp với thời gian vận hành của nhà máy điện quy định tại hợp đồng BOT;

c) Công suất hợp đồng của nhà máy điện (kW) do các bên thỏa thuận trong hợp đồng mua bán điện phù hợp Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia;

d) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính (năm): Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố định chính theo khung thời gian trích khấu hao theo quy định của pháp luật có liên quan;

đ) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư được xác định trên cơ sở cơ cấu nguồn vốn tại Quyết định phê duyệt dự án, Báo cáo nghiên cứu khả thi được thẩm định của dự án; việc thu xếp tài chính thực hiện dự án, góp vốn chủ sở hữu theo quy định của pháp luật về đầu tư theo phương thức đối tác công tư.

e) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành được xác định trên cơ sở các hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu liên quan giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay hoặc thực tế huy động vốn cho dự án tại thời điểm đàm phán giá điện.

Trường hợp tổng vốn vay tại các hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản tài liệu có tính pháp lý giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu được bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận trên cơ sở quy định tại điểm e, e1, e2 khoản 2 Điều 5 Thông tư số 12/2025/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương;

g) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.

Điều 6. Phương pháp xây dựng giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở FOMCb (đồng/kW) được xác định như sau:

FOMCb = +

Trong đó:

:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kW);

:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kW).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở (đồng/kW) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

PBOT:

Công suất hợp đồng của nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kW);

TCscl:

Tổng chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác (đồng) tại năm cơ sở được xác định như sau:

Trong đó:

VĐTXD+TB:

Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kscl:

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở (đồng/kW) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCnc:

Tổng chi phí nhân công (đồng) tại năm cơ sở được xác định như sau:

Trong đó:

VĐTXD+TB:

Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

knc:

Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Điều 7. Phương pháp xác định giá nhiên liệu biến đổi năm cơ sở

Giá nhiên liệu biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại năm cơ sở PBĐ (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

PBĐ = + +

Trong đó:

:

Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tại năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);

:

Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều này (đồng/kWh).

1. Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại năm cơ sở (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Suất tiêu hao nhiệt tinh của nhà máy điện sử dụng nhiên liệu chính do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà chế tạo thiết bị (kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh);

:

Giá nhiên liệu chính năm cơ sở được tính toán bằng bình quân gia quyền của các hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU).

2. Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện năm cơ sở (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Suất tiêu hao nhiên liệu tinh của nhà máy điện sử nhiên liệu phụ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận (kg/kWh hoặc kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh);

:

Giá nhiên liệu phụ năm cơ sở bằng bình quân gia quyền của các hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg hoặc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU).

3. Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau :

Trong đó:

:

Suất tiêu hao nhiệt tinh của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này;

:

Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU) và được xác định như sau:

Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ vận chuyển khí bằng đường ống cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện. Giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện được thực hiện theo quy định của pháp luật;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng kết hợp nhiều loại nhiên liệu: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính thì thành phần giá vận chuyển nhiên liệu chính tương ứng bằng 0 (không).

Điều 8. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng biến đổi năm cơ sở

Thành phần giá vận hành và bảo dưởng biến đổi năm cơ sở VOMCb (đồng/kWh) của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

Cvlp:

Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện năm cơ sở (đồng). Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm tại năm cơ sở, cho phép sử dụng các thành phần chi phí này tại các thời điểm có đủ số liệu và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ckd:

Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận. Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí khởi động tại năm cơ sở, cho phép tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ck:

Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

EBOT:

Điện năng giao nhận của nhà máy điện (kWh) được xác định theo công thức như sau:

Trong đó:

:

Công suất hợp đồng của nhà máy điện theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kW);

Tmax:

Thời gian vận hành công suất cực đại của nhà máy điện (giờ).

:

Công suất hợp đồng của nhà máy điện theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kW);

Tmax:

Thời gian vận hành công suất cực đại của nhà máy điện (giờ).

:

Công suất hợp đồng của nhà máy điện theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kW);

Tmax:

Thời gian vận hành công suất cực đại của nhà máy điện (giờ).

Chương III

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN BOT TẠI THỜI ĐIỂM THANH TOÁN

Điều 9. Nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận. Bên bán điện và bên mua điện xem xét thỏa thuận, thống nhất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được điều chỉnh do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở chỉ số chỉ số giá tiêu dùng (CPI).

2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay, lãi vay ngoại tệ thực tế, tỷ giá quy đổi đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trong phương án giá dịch vụ phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá. Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá dịch vụ phát điện bên bán điện và bên mua điện thống nhất (loại);

n:Số lần trả gốc ngoại tệ, lãi vay ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);

Di,j:

Số nợ gốc ngoại tệ, lãi vay ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;

: Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);

: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i bên bán điện và bên mua điện thống nhất trong phương án giá dịch vụ phát điện (.../đồng).

Điều 10. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện tại thời điểm thanh toán

1. Giá dịch vụ phát điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j bao gồm thành phần giá công suất (đồng/kW) và thành phần giá điện năng PĐN,j,t (đồng/kWh) được quy định như sau:

a) Giá công suất tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

: Giá cố định được xác định trên cơ sở quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng/kW);

FOMC,j,t:

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kW).

b) Giá điện năng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

:Giá nhiên liệu biến đổi tháng t, năm j được xác định theo khoản 3 Điều này (đồng/kWh).

VOMCj,t:

Giá vận hành và bảo dưỡng biến đổi tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh);

2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm j, được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (đồng/kW);

:

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j, được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng/kW).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này;

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

l:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i = 0).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định như sau:

Trong đó:

:Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 6 Thông tư này;

:Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở chỉ số CPI;

l:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i1 = 0).

3. Giá nhiên liệu biến đổi của nhà máy nhiệt điện tháng t, năm j () (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

= + +

Trong đó:

: Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm a khoản này (đồng/kWh);

: Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm b khoản này (đồng/kWh);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm c khoản này (đồng/kWh).

a) Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j () theo công thức sau:

Trong đó:

:

Suất tiêu hao nhiệt tinh năm j của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế vận hành nhà máy điện;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

Giá nhiên liệu chính cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

b) Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Thành phần giá nhiên liệu biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện năm cơ sở được xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

:

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

:

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại năm cơ sở được xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này.

c) Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j

(đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Suất tiêu hao nhiệt tinh tính toán được xác định theo quy định tại điểm a khoản này;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

:

Giá vận chuyển nhiên liệu chính tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và hợp đồng tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí (nếu có) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), cụ thể như sau:

Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo giá dịch vụ vận chuyển khí bằng đường ống cho sản xuất điện;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện.Giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện được thực hiện theo quy định của pháp luật;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng kết hợp nhiều loại nhiên liệu: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính thì thành phần giá vận chuyển nhiên liệu chính

tương ứng bằng 0 (không).

4. Giá vận hành và bảo dưỡng biến đổi tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:

Thành phần giá vận hành bảo dưỡng biến đổi của nhà máy điện năm cơ sở được xác định tại Điều 8 Thông tư này;

i:

Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành bảo dưỡng biến đổi do bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, năm vận hành thương mại đầu tiên của nhà máy điện được tính từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên, l=1);

m:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở m=1).

5. Tổng chi phí khởi động trong tháng t của nhà máy nhiệt điện

(đồng), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

u:Thứ tự tổ máy của nhà máy điện;

U:

Số tổ máy của nhà máy điện;

f: Loại nhiên liệu (đối với nhiên liệu chính f = 1; nhiên liệu phụ f = 2);

s:

Trạng thái khởi động của tổ máy;

S:Số trạng thái khởi động của tổ máy;

pu,f,s:

Số lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s trong tháng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

Mu,f,s: Khối lượng nhiên liệu tiêu hao (kg) hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) cho một lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s;

Du,f,s: Đơn giá nhiên liệu cho một lần khởi động tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s, được tính bằng đồng/kg và tính bằng đồng/BTU;

: Tổng chi phí khác cho một lần khởi động, được tính bằng đồng.

Điều 11. Tiền điện thanh toán

1. Giai đoạn sau ngày vận hành thương mại, tiền điện thanh toán (Rtt) của nhà máy được được tính toán cụ thể như sau:

Rtt = Rt

(1 + VAT)

Trong đó:

Rt:

Tiền điện thanh toán cho tháng t năm j, chưa bao gồm thuế VAT

(đồng), được xác định như sau:

Rt = PCS,j,t

PDC,j,t + PĐN,j,t

Qm,j,t + Rk + RTh

Trong đó:

PCS,j,t :

Giá công suất tháng t, năm j quy định tại Điều 10 Thông tư này (đồng/kW);

PĐN,j,t:

Giá điện năng tháng t, năm j quy định tại Điều 10 Thông tư này (đồng/kWh);

Qm,j,t :

Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện của Nhà máy điện (kWh);

PDC,j,t:

Công suất tin cậy năm j của nhà máy điện (kW); trường hợp công suất tin cậy của nhà máy điện lớn hơn công suất hợp đồng thì PDC,j,t lấy bằng công suất hợp đồng của nhà máy điện;

Rk :

Các chi phí khác (đồng) quy định tại khoản 2 Điều này;

RTh:

Tổng các khoản thuế, phí, các khoản tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng);

VAT:

Thuế suất giá trị gia tăng theo quy định của Nhà nước (%).

2. Thành phần chi phí khác (Rk) bao gồm:

a) Chi phí thanh toán cho tổ máy thí nghiệm phù hợp với lịch thử nghiệm (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

b) Các khoản chi phí thanh toán điều chỉnh, thanh toán lãi suất phạt, lãi suất bổ sung (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

c) Chi phí bồi thường ấn định trước trong giai đoạn bồi thường ấn định trước do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

d) Các chi phí khác do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo quy định của pháp luật.

Chương IV

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 12. Trách nhiệm của Cục Điện lực

Hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện quy định tại Thông tư này. Trong trường hợp cần thiết đề xuất việc sửa đổi, bổ sung Thông tư để phù hợp với nhu cầu thực tiễn và đồng bộ quy định pháp luật.

Điều 13. Trách nhiệm của bên mua điện

1. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với bên bán điện theo quy định tại Thông tư này; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Thỏa thuận, thống nhất với bên bán điện phương pháp thử nghiệm công suất tin cậy hằng năm để quy định tại hợp đồng mua bán điện.

3. Phối hợp với bên bán điện tính toán, thống nhất chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

4. Trường hợp giá dịch vụ phát điện các nhà máy điện BOT được định giá bằng ngoại tệ theo quy định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này, phối hợp với bên bán điện nghiên cứu, đề xuất Bộ Công Thương nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trên cơ sở Điều 9 Thông tư này để xem xét bổ sung quy định cho phù hợp.

Điều 14. Trách nhiệm của bên bán điện

1. Đàm phán với bên mua điện về hợp đồng mua bán điện; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện.

3. Phối hợp với bên mua điện tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện hằng năm theo quy định tại Thông tư này (nếu có).

4. Thỏa thuận, thống nhất với bên mua điện phương pháp thử nghiệm công suất tin cậy hằng năm để quy định tại hợp đồng mua bán điện.

5. Trường hợp giá dịch vụ phát điện các nhà máy điện BOT được định giá bằng ngoại tệ theo quy định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này, phối hợp với bên mua điện nghiên cứu, đề xuất nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trên cơ sở Điều 9 Thông tư này.

Điều 15. Điều chỉnh giá dịch vụ phát điện

Bên bán điện và bên mua điện thực hiện đàm phán lại giá dịch vụ phát điện tại hợp đồng mua bán điện đã ký theo quy định tại khoản 4 Điều 52 Luật Điện lực số 61/2024/QH15.

Điều 16. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 28 tháng 7 năm 2026.

2. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

Nơi nhận:

- Văn phòng Tổng Bí thư;

- Văn phòng Chủ tịch nước;

- Văn phòng Quốc hội;

- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;

- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;

- Viện KSNDTC;

- Tòa án nhân dân tối cao;

- Kiểm toán Nhà nước;

- Các Lãnh đạo Bộ Công Thương;

- Cục Kiểm tra văn bản và Quản lý xử lý vi phạm hành chính;

- Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;

- Sở Công Thương tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;

- Tập đoàn Điện lực Việt Nam; các Tổng công ty Điện lực;

- Website Chính phủ; Website Bộ Công Thương;

- Công báo;

- Lưu: VT, ĐL (10b).

KT. BỘ TRƯỞNG

THỨ TRƯỞNG

(Đã ký)

Nguyễn Hoàng Long

Phụ lục I

CÁC MẪU BIỂU PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN

(Ban hành kèm theo Thông tư số 30/2026/TT-BCT ngày 10 tháng 6 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính:……………

STT

Nội dung

Năm N

Năm N+1

Năm N+2

…

Tổng cộng

I

Tổng thu nhập

1

Doanh thu từ bán điện

2

Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)

3

Trợ giá (nếu có)

II

Tổng chi phí

1

Chi phí khấu hao tài sản cố định

2

Chi phí vận hành và bảo dưỡng

3

Chi phí khác (nếu có)

4

Chi phí lãi vay

III

Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)

IV

Thuế thu nhập doanh nghiệp

V

Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn/ đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các loại thuế phí khác (nếu có).Biểu 01 lập từ năm bắt đầu có thu nhập.

Biểu 2 - Dòng tích lũy tài chính và các chỉ tiêu tài chính

Đơn vị tính:……………

STT

Nội dung

…

Năm N-1

Năm N

Năm N+1

…

Tổng cộng

I

Nguồn

1

Doanh thu từ bán điện

2

Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)

3

Trợ giá (nếu có)

4

Giá trị còn lại của Tài sản cố định (tính vào năm cuối dự án)

5

Giá trị thu hồi vốn lưu động (tính vào năm cuối dự án)

II

Sử dụng

1

Vốn chủ sở hữu, vốn vay (phân bổ theo tiến độ dự án)

2

Chi phí khác (nếu có)

3

Trả gốc vay

4

Chi phí lãi vay

5

Thuế thu nhập doanh nghiệp

III

Tích lũy tài chính (I)-(II)

IV

Tích lũy tài chính chiết khấu

V

Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thành phần vận hành và bảo dưỡng, thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 02 lập từ năm bắt đầu xây dựng.